JURNAL TEKNIK ITS Vol. 6, No. 2, (2017) ISSN: ( Print) G-189

Transkripsi

1 JURNAL TEKNIK ITS Vol. 6, No. 2, (2017) ISSN: ( Print) G-189 Analisis On-Bottom Stability Offshore Pipeline pada Kondisi Operasi: Studi Kasus Platform SP menuju Platform B1C/B2c PT. Pertamina Hulu Energi Offshore North West Java Asfarur Ridlwan, Imam Rochani, dan Hasan Ikhwani Departemen Teknik Kelautan, Fakultas Teknologi Kelautan, Institut Teknologi Sepuluh Nopember (ITS) Jl. Arief Rahman Hakim, Surabaya Indonesia Abstrak Pipa bawah laut digunakan untuk transportasi fluida seperti minyak, gas, atau air dalam jumlah yang besar dan jarak yang jauh melalui laut atau daerah lepas pantai. Pada umumnya struktur pipa bawah laut dapat digelar diatas permukaan dasar laut atau dikubur dalam dasar laut (buried). Pada penelitian ini penulis telah melakukan analisis on-bottom stability pada kondisi operasi studi kasus pipa gas dari platform SP menuju platform B2C Cimalaya Jawa Barat milik PT. Pertamina Hulu Energi Offshore North West Java. Analisis on-bottom stability pipa bawah laut diperhitungan untuk mengetahui apakah pipa stabil secara vertikal dan secara lateral didasar laut karena efek gayagaya hidrodinamika yang bekerja pada pipa. Besar gaya hidrodinamis arah horizontal gaya drag sebesar 145,49 N/m. Besar gaya hidrodinamis arah horizontal gaya inersia sebesar 0 N/m. Besar gaya hidrodinamis arah vertikal gaya angkat sebesar 167,67 N/m. Faktor keamanan stabilitas vertikal pipa adalah 4,1 1,1. Faktor keamanan stabilitas lateral pipa adalah 1,6 1,1. Sehingga hasil analisis on-bottom stability menunjukkan bahwa tebal minimum concrete adalh sebesar 33. Kata Kunci DNV RP F109, Gaya Morrison, On-Bottom Stability Pipa Bawah Laut, Stabilitas Pipa S I. PENDAHULUAN ALAH satu kekayaan sumber daya alam Indonesia adalah berupa minyak bumi dan gas alam. Proses produksi minyak bumi dan gas alam diperlukan suatu sarana transportasi untuk menyalurkan ke pusat pengelolaan yang ada. Dalam menyalurkan hasil pengeboran berupa minyak dan gas alam pada umumnya dilakukan dengan dua cara, yaitu dengan pipa bawah laut (subsea pipelines) atau secara curah (misal: kapal, kargo). Pipa bawah laut (pipelines) merupakan salah satu cara yang aman, cepat, dan ekonomis dalam menyalurkan hasil pengeboran dari offshore dibanding pendistribusian dengan cara curah[1]. Penggunaan pipa bawah laut telah terbukti pada industri minyak dan gas karena cara ini merupakan cara yang paling ekonomis dalam pendistribusian fluida dalam skala yang besar dan kontinu. Selain itu pipa bawah laut juga tahan dalam kondisi lingkungan yang buruk[2]. Namun jika pipa bawah laut mengalami kegagalan akan sangat merugikan dari aspek ekonomi dan lingkungan sehingga diperlukanya berbagai analisis pipa bawah laut[3]. Pada keadaan sebenarnya masalah utama yang dihadapi pipa bawah laut (pipelines) adalah stabilitas akibat pengaruh dari gaya-gaya hidrodinamika yang bekerja pada pipa. Pipa bawah laut dikatakan stabil apabila dapat menentukan berat minimum pipa di dasar laut[4]. Daerah studi pada penelitian ini berlokasi pada latitude ,363 S dan longitude ,027 E yang merupakan proyek gas dari platform SP ke platform B2C milik PT PHE ONWJ. Lebih tepatnya di daerah Cimalaya, Karawang, Jawa Barat. SP platform berlokasi di sekitar 10 km sebelah barat daya dari platform B2C, 7,5 km utara platform KCOM, dan 5,5 km barat daya platform BZZB. II. DASAR TEORI A. Gambaran Umum Stabilitas Pipa Bawah Laut Dalam analisis stabilitas pipa bawah laut, pipa harus dapat menahan gaya-gaya hirdodinamis alam arah vertikal dan lateral. Secara konsep, berat pipa yang tenggelam harus lebih besar daripada gaya-gaya yang bekerja pada pipa. Ilustrasi gaya yang bekerja pada pipa dapat dilihat pada Gambar 1 sebagai Gambar 1. Gaya Hidrodinamis yang Bekerja pada Pipa (sumber: Mousselli, 1981) B. Gaya Drag (F D ) Gaya drag adalah gaya hambat yang bekerja dalam arah horizontal (paralel terhadap aliran). Gaya drag ini terjadi dikarenakan adanya gesekan antara fluida dengan dinding pipa atau yang dikenal sebagai skin friction dan adanya vortex yang

2 JURNAL TEKNIK ITS Vol. 6, No. 2, (2017) ISSN: ( Print) G-190 terjadi di belakang pipa (form drag), sketsa terjadinya vortex dan flow separation dapat dilihat pada Gambar 2 sebagai Gambar 3. Gaya Gesek pada Pipa Bawah Laut (sumber: Boyun Guo, 2005) Gambar 2. Fenomena Vortex dan Flow Separation (sumber: Mouselli, 1981) Besar gaya drag dapat di formulasikan pada persamaan (1) sebagai = gaya drag (N/m) = koefisien drag = kecepatan partikel arus laut (m/s) [Boyun Guo, 2005] (1) Besar gaya gesek dapat dirumuskan sebagai [Boyun Guo, 2005] (3) = gaya gesek (N) μ N = koefisien gesek = gaya normal (N) E. Gaya Angkat (F L ) Gaya angkat adalah komponen gaya fluida yang bekerja pada suatu benda yang tegak lurus terhadap arah rambatan gelombang/arus. Gaya angkat terjadi karena adanya perbedaan konsentrasi streamline pada pipa. Ilustrasi gaya angkat dapat dilihat pada Gambar 4 sebagai C. Gaya Inersia (F I ) Gaya inersia adalah gaya yang menunjukkan ketahanan alami suatu benda terhadap suatu perubahan yang ada dalam suatu keadaan bergerak atau diam. Gaya ini ada dari masa fluida yang dipindahkan oleh pipa, nilaiya dipengaruhi oleh percepatan air. Besar gaya inersia dapat dirumuskan seperti [Boyun Guo, 2005] (2) = gaya inersia per satuan panjang (N/m) = koefisien hidrodinamik inersia = percepatan partikel air (m/s 2 ) D. Gaya Gesek (F R ) Gaya gesek adalah gaya yang berarah melawan gerak benda atau arah kecenderungan arah bergerak. Gaya gesek muncul apabila dua buah benda bersentuhan. Besarnya gaya gesek di pengaruhi oleh koefisien gesek (μ) antara permukaan luar pipa dengan permukaan dasar laut. Berikut diagram gaya gesek yang terjadi pada pipa dapat dilihat pada Gambar 3 sebagai Gambar 4. Ilustrasi Streamline pada Pipa (sumber: Mouselli, 1985) Besarnya gaya angkat dapat dirumuskan sebagai = gaya angkat (lift force) (N/m) = koefisien gaya angkat = kecepatan partikel arus laut (m/s) F. Stabilitas Vertikal [Boyun Guo, 2005] (4) Kestabilan pipa di dasar laut sangat dipengaruhi oleh berat pipa di dalam air, gaya-gaya hidrodinamis yang bekerja pada pipa, serta tahanan tanah di dasar laut. Untuk menghindari pipa mengapung berat terendam pipa harus memenuhi kriteria

3 JURNAL TEKNIK ITS Vol. 6, No. 2, (2017) ISSN: ( Print) G-191 = gaya apung (buoyancy) (N/m) W sub = berat terendam pipa (N/m) (5) B. Data Penelitian Data yang disajikan meliputi data material, dimensi, dan lingkungan pipa bawah laut yang diperoleh dari data desain pipa bawah laut dari dokumen milik PT. Pertamina Hulu Energi Offshore North West Java. G. Stabilitas Lateral Stabilitas pipa yang terjadi interaksi antara pergerakan arus air lau yang melalui pipa dengan koefisien gesek antara permukaan pipa dengan dasar laut. Analisis sederhana stabilitas pipa pada arah lateral sebagai F L = gaya angkat (N/m) F D = gaya drag (N/m) F I = gaya inersia (N/m) = berat terendam pipa (N/m) W sub A. Lokasi Penelitian III. METODOLOGI PENELITIAN Daerah studi yang dijadikan penelitian adalah suatu proyek instalasi pipa bawah laut yang mengalirkan fluida gas dari platform SP ke platform B2C. Daerah studi berlokasi di Cimalaya, Karawang, Jawa Barat. SP platform berlokasi di sekitar 10 km sebelah barat daya dari platform B1C/B2C, dengan masa operasi selama 20 tahun. Berikut peta lokasi daerah penelitian yang ditunjukkan pada Gambar 5. (6) C. Metodologi Penelitian Metodologi penelitian merupakan langkah-langkah yang dapat dijelaskan sebagai 1. Studi Literatur Ada beberapa panduan dalam menyelesaikan penelitian ini diantaranya buku, jurnal nasional maupun internasional, dan beberapa penelitian tahun sebelumnya yang membahas tentang pipeline, dan pipeline stability. 2. Pengumpulan Data Pengumpulan data dalam penelitian ini meliputi data pipa dan data lingkungan yang sudah diukur, jadi tinggal melakukan perhitungan. Data diperoleh dari dokumen proyek SP platform Pertamina PHE ONWJ. 3. Perhitungan Berat Pipa Pada tahap ini dilakukan perhitungan untuk mengetahui berat pipa baik saat di udara, berat tercelup pipa, dan buoyancy pipa pada saat berada dalam air. 4. Perhitungan Stabilitas Pipa (On-bottom Stability) Pada tahap ini bertujuan untuk memastikan apakah pipa sudah berada dalam kondisi stabil atau belum untuk analisis lebih lanjut. 5. Hasil Analisis dan Pembahasan Hasil analisis on-bottom stability akan disajikan dalam bentuk tabel serta dilakukan pembahasan terhadap hasil analisis yang didapat. 6. Kesimpulan Dari analisis yang telah dilakukan dapat ditarik kesimpulan yang bermanfaat serta diperlukan saran-saran untuk penelitian berikutnya. IV. HASIL DAN ANALISIS A. Analisis Berat Pipa Terendam Struktur pipa bawah laut umumnya memiliki dua lapisan pelindung utama yang meliputi lapisan beton (concrete coating) dan lapisan anti korosi (corrosion coating). Pemilihan ketebalan lapisan beton pemberat harus diperhatikan dengan serius agar tidak terjadi pemborosan biaya. Dalam perhitungan beban yang akan diterima pipa, berat dari pipa itu sendiri juga diperhitungkan sebagai berat pipa terdistribusi merata per satua panjang Berikut Gambar 6 merupakan ilustrasi potongan melintang pipa untuk menghitung berat terendam pipa: Gambar 5. Peta Lokasi Pipa SP Platform (Sumber: Google Earth, 2017)

4 JURNAL TEKNIK ITS Vol. 6, No. 2, (2017) ISSN: ( Print) G-192 Dari grafik dapat disimpulkan bahwa teori gelombang yang dipakai adalah teori gelombang stoke orde 2. Sehingga, persamaan kecepatan dan percepatan partikel gelombang pada arah horizontal untuk teori gelombang Stokes Orde 2 dapat diketahui dari persamaan berikut (Chakrabarti, 1987): Kecepatan horizontal: Percepatan Horizontal (8) (9) Dari perhitungan yang telah dilakukan di dapatkan kecepatan partikel gelombang arah horizontal sebesar 0,472 m/s dengan kecepatan efektifnya horizontal sebesar 0,46 m/s. Sedangakan untuk percepatan horizontal sebesar 0 m/s 2 karena sudut fase diasumsikan 0 0. Gambar 6. Potongan Melintang Pipa Bawah Laut (sumber: Julius hery, 2008) Dari perhitungan yang telah dilakukan didapatkan berat terendam pipa minimum sebesar 764,932 N/m B. Penentuan Teori Gelombang Teori gelombang linear diperlukan untuk analisis gaya-gaya yang terjadi terhadap pipa akibat gelombang laut. Teori gelombang linear diformulasikan sebagai dan (7) Hasil dari formulasi matematika tersebut kemudian disesuaikan dengan grafik daerah aplikasi teori gelombang Region of Validity of Wave Theories, seperti terlihat pada Gambar 7 sehingga dapat diketahui teori gelombang yang akan digunakan C. Analisis Kecepatan Arus Rumus yang digunakan untuk menghitung kecepatan arus adalah sebagai (10) [DNV RP F109, 2010] Dari perhitungan yang telah dilakukan di dapatkan kecepatan arus sebesar 0,22 m/s dengan kecepatan efektifnya sebesar 0,214 m/s. D. Analisis Gaya Hidrodinamis Salah satu metode yang digunakan dalam menghitung gaya hidrodinamis yaitu menggunakan pendekatan metode Morrison. Metode ini menghitung gaya gelombang yang terjadi pada suatu struktur akibat gelombang laut di permukaan. Metode ini cocok untuk diterapkan pada struktur pipa bawah laut. Gaya gelombang arah horizontal merupakan penjumlahan antara gaya inersia dan gaya drag. Sedangkan, gaya arah vertikal adalah gaya angkat. Gaya yang mengenai pipa bawah laut, setelah di lakukan perhitungan didapatkan gaya drag sebesar 145,49 N/m, gaya inersia sebesar 0 N/m, dan gaya angkat sebesar 167,67 N/m Gambar 7. Grafik Region of Validity of Wave Theories (sumber: Le Mehaute, 1976) E. Stabilitas Vertikal Kestabilan pipa di dasar laut sangat dipengaruhi oleh berat pipa di dalam air, gaya-gaya hidrodinamis yang bekerja pada pipa, serta tahanan tanah di dasar laut. Analisis stabilitas vertikal dilakukan untuk mengetahui apakah berat pipa di udara mampu melawan gaya apung ketika pipa tercelup di dalam air agar memenuhi kriteria yang telah ditentukan. Adapun kriterianya dapat dilihat pada persamaan (5) sehingga didapatkan bahwa stabilitas vertikal aman dengan faktor keamanan sebesar

5 JURNAL TEKNIK ITS Vol. 6, No. 2, (2017) ISSN: ( Print) G-193 F. Stabilitas Lateral Stabilitas lateral dalam penelitian ini berdasarkan perhitungan kriteria desain sesuai persamaan (6), sehingga didapatkan faktor keamanan sebesar dimana dapat disimpulkan bahwa stabilitas lateral dalam keadaan aman dengan ketebalan beton sebesar 33 mm. V. KESIMPULAN Berdasarkan dari hasil penelitian, maka dapat ditarik kesimpulan sebagai 1. Besar nilai gaya hidrodinamis yang bekerja pada pipa adalah: a. Arah horizontal gaya drag (F D ) sebesar 145,49 N/m b. Arah horizontal gaya inersia (F I ) sebesar 0 N/m c. Arah vertikal gaya angkat (F L ) sebesar 167,67 N/m. 2. Stabilitas pipa dibagi menjadi dua yaitu stabilitas vertikal dan stabilitas lateral dimana nilainya harus kurang dari 1. Dari hasil penelitian didapatkan: a. Faktor keamanan stabilitas vertikal pipa adalah b. Faktor keamanan stabilitas lateral pipa adalah c. Sehingga dapat disimpulkan untuk tebal minimum concrete yang diambil adalah sebesar 33 mm. DAFTAR PUSTAKA [1] Soegiono Pipa Laut. Airlangga University Press: Surabaya. [2] Guo, B., Song, S., Chacko, J., dan Ghalambor, A Offshore Pipelines. Gulf Profressional Publishing: Burlington USA. [3] Y. Tian, M.J. Cassidy, C.K. Chang Assessment of Offshore Pipelines Using Dynamic Lateral Stability Analysis. Applied Ocean Research. Halaman [4] Bai, Y. and Bai, Q Subsea Pipelines and Risers. Elsevier Science: USA [5] Veritas Offshore Technology and Services A/S DNV-RP-F109 On-Bottom Stability Design of Submarine Pipelines. [6] Chakrabarti, S.K Hydrodinamics of Offshore Structures. CBI Industries, Inc: USA. [7] Clinton Analisis On-Bottom Stability dan Local Buckling: Studi Kasus Pipa Bawah laut dari Platform Ula Menuju Platform Uw. Tugas Akhir. FTK, Jurusan Teknik Kelautan, Institut Teknologi Sepuluh Nopember Surabaya. [8] Herbich, J. B Hidromechanics of Submarine Pipelines: Design Problem. Can. J. Civil Engineering, 12(4): [9] Indiyono, P., Hidrodinamika Bangunan Lepas Pantai. SIC: Surabaya. [10] Julius Heryanto Desain dan Analisis Struktur Pipa Bawah Laut. Laporan Tugas Akhir. Institut Teknologi Bandung [11] Le Mehaute, B An Introduction to Hydrodinamics and Water Wave. Springer Verlag: Berlin [12] Mouselli, A. H Offshore Pipeline Design, Analysis and Methods. PenWell Books: Oklahoma. [13] Oktavianus Analisis On-Bottom Stability Pipa Bawah Laut pada Kondisi Sloping Seabed. Tugas Akhir. FTK, Jurusan Teknik Kelautan, Institut Teknologi Sepuluh Nopember Surabaya.